大慶油田?100 mm套損井精細(xì)壓裂工藝技術(shù)

黃有泉 王金友 張宏巖 程新穎 毛慶波 張春輝

1.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司；2.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院；3.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

在油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中由于地質(zhì)、工程等多種因素，油水井在生產(chǎn)中出現(xiàn)套管變形、套漏等現(xiàn)象，甚至產(chǎn)生成片套損區(qū)。套損井由于井筒的不完整性，導(dǎo)致常規(guī)增產(chǎn)增注措施無(wú)法實(shí)施，既影響油井產(chǎn)油效果，也破壞注采井網(wǎng)的完整性，給油田開(kāi)發(fā)帶來(lái)了較大影響。針對(duì)套損井多層壓裂，國(guó)內(nèi)各大油田均開(kāi)展了相關(guān)研究。新疆吐哈油田采用K341-98封隔器結(jié)合噴砂尾管工藝對(duì)套變點(diǎn)以下層段進(jìn)行壓裂，該工藝操作簡(jiǎn)單，施工成功率高，但無(wú)法精準(zhǔn)分層［1］。華北油田研發(fā)了水力噴射多簇噴槍不動(dòng)管柱分層壓裂工藝，利用滑套控制各級(jí)小直徑噴槍?zhuān)瑝毫褧r(shí)按順序投入密封球打開(kāi)對(duì)應(yīng)層段滑套，實(shí)施水力噴射壓裂；不攜帶任何封隔器，只利用流體伯努利效應(yīng)實(shí)現(xiàn)層段分隔?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)單井壓裂達(dá)到3段，該工藝主要應(yīng)用于層間差異較小的井，對(duì)于層間差異大或小層分布較多的井其層間分隔能力不足。長(zhǎng)慶油田、中原油田也應(yīng)用水力噴射工藝開(kāi)展了套損井壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)［2］。大慶油田前期開(kāi)展的套損井分層壓裂工藝，能夠滿足修復(fù)井徑?105 mm以上的套損井壓裂要求，工藝管柱承壓40～45 MPa，通過(guò)不動(dòng)管柱投球方式，實(shí)現(xiàn)單趟管柱壓裂2～4段，單層加砂15～20 m3，壓裂層段能夠?qū)崿F(xiàn)機(jī)械分隔［3］。

大慶油田1960年投入開(kāi)發(fā)，1963年發(fā)現(xiàn)第1口套損井，60余年來(lái)按套損率劃分出現(xiàn)了3次套損高峰，累計(jì)套損井已超萬(wàn)口，其中套損部位在油層以上比例達(dá)60%以上。由于前期缺乏成熟高效的壓裂工藝，壓裂改造程度低、剩余油相對(duì)富集，在老油田開(kāi)發(fā)后期選井、選層難度越來(lái)越大的情況下，挖潛套損井控制的剩余油是提高單井產(chǎn)量和區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果的有效手段之一。大慶油田長(zhǎng)垣老區(qū)儲(chǔ)層縱向上發(fā)育40～100個(gè)含油砂巖，經(jīng)長(zhǎng)期開(kāi)發(fā)各個(gè)小層改造及動(dòng)用程度差異大，常規(guī)工藝管柱一般單井壓裂3～4個(gè)層段，單個(gè)層段內(nèi)至少2個(gè)以上小層合壓，需要精細(xì)分層進(jìn)行針對(duì)性改造才能有效動(dòng)用剩余油，提高單井產(chǎn)量。以提高單井縱向精細(xì)分層為目的，研發(fā)套損井多層精細(xì)壓裂工藝，有效提高套損井小層改造精準(zhǔn)程度和施工效率。

1 工藝技術(shù)難點(diǎn)

大慶油田套損井套變點(diǎn)在油層部位以上比例約占60%，井筒局部縮徑尺寸已下降至?100 mm，要求工藝管柱外徑既要通過(guò)套變點(diǎn)，又要在油層段壓裂改造時(shí)達(dá)到常規(guī)工藝管柱性能。同時(shí)油藏改造需要精細(xì)改造，單井單次改造段數(shù)量要求越來(lái)越多，最多已突破10段。前期研發(fā)的不動(dòng)管柱投球分層壓裂工藝由于工具外徑、內(nèi)徑的限制，不同尺寸密封球級(jí)差的排布也相應(yīng)受到限制。封隔器使用過(guò)多也為壓后工藝管柱起出帶來(lái)了風(fēng)險(xiǎn)，最多僅能實(shí)現(xiàn)單趟管柱壓裂4層，當(dāng)壓裂層段超過(guò)4層時(shí)，則需要更換管柱，既降低施工效率，又增加了壓裂工具和作業(yè)成本。為此改變了不動(dòng)管柱投球分層壓裂工藝模式，可采用兩級(jí)封隔器攜帶噴砂器單獨(dú)分卡目的層，采用拖動(dòng)上提的方式進(jìn)行逐層精準(zhǔn)改造，無(wú)需通過(guò)投球開(kāi)啟滑套逐層壓裂，無(wú)密封球級(jí)差限制，同時(shí)封隔器數(shù)量少，降低了管柱遇卡風(fēng)險(xiǎn)。

根據(jù)井身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)制定了逐層拖動(dòng)式的套損井多層壓裂工藝方案，每壓裂一層段后小直徑封隔器解封，通過(guò)套管反循環(huán)關(guān)閉小直徑油管防噴閥，上提至下一層段，油管正注開(kāi)啟小直徑油管防噴閥后再次坐封小直徑封隔器，由小直徑導(dǎo)壓噴砂器進(jìn)行加砂。工藝管柱變徑點(diǎn)以下工具外徑均為95 mm，滿足井徑100 mm以上套損井多段壓裂要求，主要包括小直徑油管防噴閥、安全接頭、水力錨、小直徑封隔器、小直徑導(dǎo)壓噴砂器和導(dǎo)向死堵組成(圖1)。

圖1 工藝管柱Fig.1 The process pipe string

需要解決以下技術(shù)難點(diǎn)：(1)由于拖動(dòng)式多層壓裂工藝特點(diǎn)，小直徑封隔器需要通過(guò)變徑點(diǎn)，多次重復(fù)坐封、解封，既要最大限度縮小其外徑便于安全起下，又要保證小直徑膠筒密封常規(guī)套管能夠承壓差50 MPa以上，以滿足多層壓裂需要；同時(shí)要求封隔器高壓條件下鋼體無(wú)變形、膠筒低殘余變形，膠筒和鋼體研發(fā)難度較大；(2)小直徑導(dǎo)壓噴砂器提高加砂量，要求1套噴砂器完成全井多層加砂，耐磨蝕性能差會(huì)導(dǎo)致工具磨斷，因此對(duì)其耐磨蝕性能要求較高；(3)小直徑油管防噴閥需要在逐層拖動(dòng)時(shí)層層防噴，實(shí)現(xiàn)多次重復(fù)開(kāi)關(guān)防噴難度較大。

2 小直徑關(guān)鍵工具研制

2.1 室內(nèi)研究

2.1.1 小直徑封隔器研制

主要從封隔器膠筒和薄壁鋼體開(kāi)展研究。小直徑、大擴(kuò)張比、高承壓的擴(kuò)張式膠筒，膠筒外徑設(shè)計(jì)為93 mm，與常規(guī)113 mm膠筒相比，膠筒的擴(kuò)張百分比由9.7%增大至33.3%，受力面積增大2.4倍。常規(guī)膠筒殘余變形大、易破損，膠筒損壞嚴(yán)重時(shí)上提管柱易出現(xiàn)遇卡，因此對(duì)其材質(zhì)、結(jié)構(gòu)、硫化工藝等進(jìn)行優(yōu)化。首先改進(jìn)膠料配方，以改性氫化丁腈橡膠為主料，加入納米級(jí)增強(qiáng)劑，提升強(qiáng)度1.7倍；其次設(shè)計(jì)“鋼絲+簾線+芳綸”結(jié)構(gòu)，優(yōu)化鋼絲與簾線排布角度為15°，與膠筒端部緊固，采取特殊硫化處理工藝，使鋼絲、橡膠、芳綸簾線和膠漿等變形率趨于一致，解決多種材料分層、斷絲的問(wèn)題；設(shè)計(jì)無(wú)痕模具，避免膠筒縱向有痕處開(kāi)裂，進(jìn)一步提高其承壓性能。室內(nèi)油浸實(shí)驗(yàn)，0號(hào)柴油120 ℃條件下浸泡8 h后，反復(fù)疲勞10次承壓70 MPa，殘余變形僅為2.7%，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)要求［4］。

研發(fā)薄壁、承高壓封隔器鋼體。為滿足小直徑封隔器小外徑、大通徑的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)要求，將封隔器鋼體外徑設(shè)計(jì)為95 mm，鋼體壁厚為6.5 mm。封隔器材質(zhì)選擇40CrMnMo調(diào)質(zhì)錳鋼，在價(jià)格、強(qiáng)度、加工難易等方面具有綜合優(yōu)勢(shì)。對(duì)40CrMnMo封隔器鋼體進(jìn)行受力分析(圖2)，承壓70 MPa時(shí)鋼碗與膠筒接觸處出現(xiàn)擴(kuò)徑現(xiàn)象，相應(yīng)的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果也表明擴(kuò)徑現(xiàn)象嚴(yán)重，鋼體外徑由95 mm增加至101.5 mm，僅能承壓1次，再次坐封膠筒與鋼體接觸處清水噴出，膠筒無(wú)法密封，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用將帶來(lái)管柱遇卡風(fēng)險(xiǎn)。根據(jù)材質(zhì)特點(diǎn)優(yōu)選鹽浴淬火熱處理工藝，達(dá)到高強(qiáng)度鋼的性能，室內(nèi)承壓實(shí)驗(yàn)表明熱處理措施有效，鋼體承壓70 MPa后無(wú)變形［5］。

圖2 常規(guī)調(diào)質(zhì)鋼體承壓受力分析Fig.2 Pressure-bearing analysis of conventional quenched and tempered steel body

2.1.2 耐磨蝕小直徑導(dǎo)壓噴砂器研制

小直徑導(dǎo)壓噴砂器為適應(yīng)套損井的壓裂要求，外徑由常規(guī)的115 mm縮至95 mm［6］。外徑縮小后環(huán)空體積增大，在排量及加砂量不變的條件下，壓裂時(shí)易形成渦流造成噴砂口兩側(cè)磨蝕嚴(yán)重，影響施工規(guī)模和安全性［7］。采用“防、疏”相結(jié)合的措施：（1）在噴砂口處及下部采用特殊熱處理工藝提高硬度或進(jìn)行噴涂硬化處理［8-10］，減小攜砂液接觸到套管后，對(duì)導(dǎo)壓噴砂器造成的返濺磨蝕，提高噴砂器耐磨蝕能；（2）噴砂口處增加內(nèi)襯套，采用“斜截面+多孔”結(jié)構(gòu)(圖3)并對(duì)噴砂孔數(shù)、間距進(jìn)行優(yōu)化，減少渦流的同時(shí)改變液流方向，減輕噴孔噴出攜砂液對(duì)外壁面的直接沖蝕?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用小直徑噴砂器加砂量由80 m3提高至230 m3以上,可滿足大慶油田長(zhǎng)垣老區(qū)壓裂改造規(guī)模需求。

圖3 斜截面多孔噴砂結(jié)構(gòu)Fig.3 Multiaperture sandblaster with oblique section

2.1.3 小直徑油管防噴閥研制

為解決逐層拖動(dòng)上提管柱時(shí)油管防噴問(wèn)題，研發(fā)了壓控式可重復(fù)開(kāi)關(guān)小直徑油管防噴閥，利用液體從油管或套管注入時(shí)產(chǎn)生的油套壓差控制其開(kāi)關(guān)，優(yōu)化設(shè)計(jì)重復(fù)開(kāi)關(guān)控制機(jī)構(gòu)與重復(fù)密封機(jī)構(gòu)。

重復(fù)開(kāi)關(guān)控制機(jī)構(gòu)，主要利用“面積差活塞+壓簧”結(jié)構(gòu)實(shí)現(xiàn)，當(dāng)壓差作用于面積差活塞推動(dòng)壓簧帶動(dòng)開(kāi)關(guān)滑套移動(dòng)，從而使密封閥板開(kāi)啟或關(guān)閉。壓差的形成不但與液體注入排量相關(guān)，也與不同區(qū)塊地層壓力參數(shù)、防噴閥的下入深度等因素密切相關(guān)。在設(shè)計(jì)時(shí)要合理設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)參數(shù)，避免因控制壓差較低造成防噴閥誤關(guān)閉，或者控制壓差過(guò)大不易關(guān)閉。為此，依據(jù)大慶油田長(zhǎng)垣老區(qū)地層壓力系數(shù)，優(yōu)化設(shè)計(jì)面積差活塞和壓簧結(jié)構(gòu)參數(shù)，總體設(shè)定關(guān)閉壓差5～6 MPa。該結(jié)構(gòu)也可以根據(jù)其他區(qū)塊不同地層壓力進(jìn)行參數(shù)調(diào)整，滿足不同工況條件需要。

重復(fù)密封機(jī)構(gòu)，主要包括橡膠密封件(圖4)、閥板及扭簧。閥板在扭簧作用下關(guān)閉并在液體壓力下壓縮橡膠密封件從而形成密封，避免井內(nèi)液體從油管溢出，從而實(shí)現(xiàn)油管防噴。扭簧由于工作次數(shù)頻繁，因此材料選擇要具有較高的屈服強(qiáng)度、較好的韌性、較低的熱敏感性以及較好的耐H2S、CO2等腐蝕介質(zhì)性能。經(jīng)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選特種高彈性合金鋼材質(zhì)加工扭簧，同常規(guī)彈簧鋼材質(zhì)相比，彈性和抗疲勞性能可提高30%。閥板設(shè)計(jì)應(yīng)采用輕質(zhì)鋁合金材料，降低閥板質(zhì)量可提高防噴閥關(guān)閉可靠性。

圖4 密封機(jī)構(gòu)實(shí)物Fig.4 Real picture of the sealing mechanism

2.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

采用該工藝開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)109口井，施工成功率100%，單趟管柱最多精細(xì)壓裂11段。工藝管柱結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，封隔器性能高，且使用封隔器數(shù)量少，施工安全性大幅度提高。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用壓裂后工藝管柱均順利起出，壓后單井平均日增油5 t/d以上。以N5-X井為例，該井為地質(zhì)目標(biāo)薩爾圖油層的修復(fù)套損井，2016年首次壓裂 1～2號(hào)層 (深度 1 035.3～1 046.0 m)，初期穩(wěn)產(chǎn) 5.4 t/d，至 2019年底降至2 t/d以下。因此對(duì)該井1～2號(hào)層進(jìn)行重復(fù)壓裂，同時(shí)下部地質(zhì)條件較好未壓裂的 3～5號(hào)層 (深度1 110.1～1 133.0 m)進(jìn)行初次壓裂 (表1)。

表1 N5-X井壓裂井段射孔數(shù)據(jù)Table 1 Perforation data of fractured well section in Well N5-X

壓裂前通井時(shí)在1 083.7 m處發(fā)現(xiàn)套變，井徑縮小至106 mm，無(wú)法采用常規(guī)工藝壓裂。更改原壓裂方案，采用套損井精細(xì)分層壓裂工藝，最小隔層1.0 m，單趟管柱壓裂5段，單套噴砂器加砂230 m3，實(shí)現(xiàn)了縱向上多個(gè)層段均衡改造。壓裂施工后封隔器膠筒、鋼體無(wú)變形，導(dǎo)壓噴砂器磨蝕較小，工藝管柱順利起出，壓后初期產(chǎn)油12.83 t/d，年累產(chǎn)2 800 t，提高了單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)了剩余油的有效挖潛。

該井所在區(qū)塊套損油水井較多，大部分處于關(guān)井狀態(tài)，區(qū)塊井網(wǎng)不完善，影響了整體注采平衡。因此集中開(kāi)展了套損井治理與壓裂改造，采用該技術(shù)對(duì)8口水井、5口油井分別進(jìn)行了精細(xì)改造，措施后開(kāi)井率由85%提升至97%，完善了注采井網(wǎng)，提高區(qū)塊整體開(kāi)發(fā)效果。

3 工藝技術(shù)優(yōu)勢(shì)

常規(guī)分層壓裂工藝單趟管柱壓裂2～4段,單層加砂量 15～20 m3，承壓 50 MPa，適用?105 mm 及以上井徑。拖動(dòng)式套損井精細(xì)分層壓裂工藝與之相比具有4方面優(yōu)勢(shì)：（1）單趟管柱壓裂段數(shù)多，單井1次壓裂施工可完成11段細(xì)分壓裂，避免了因壓裂段數(shù)多而多趟更換管柱，既提高精細(xì)改造程度，也大幅提高了施工效率，同時(shí)節(jié)約了施工成本；（2）單層加砂量大，單套噴砂器可加砂230 m3，有利于滿足油藏大規(guī)模加砂提高儲(chǔ)層改造體積的需求；（3）承壓性能更高，工藝管柱整體達(dá)到承壓70 MPa，可以滿足部分低滲透儲(chǔ)層壓裂改造需要，拓寬了工藝適應(yīng)領(lǐng)域；（4）適應(yīng)井徑更小，能夠滿足?100 mm井徑套損井分層壓裂，提高了可改造套損井比例。以大慶油田為例，套損井可改造比例提高了40%以上，減少了報(bào)廢井?dāng)?shù)；同時(shí)該工藝配套了適合拖動(dòng)式壓裂工藝的油管防噴閥，可實(shí)現(xiàn)環(huán)保施工，減少?gòu)U液拉運(yùn)處理，降低了環(huán)保措施成本。

4 結(jié)論

(1)成功解決了套損井壓裂工藝既要小直徑、高通過(guò)性又要精細(xì)分層壓裂的技術(shù)難題，細(xì)分壓裂段數(shù)達(dá)到11段、適應(yīng)井徑?100 mm，改變了套損井因壓裂工藝不配套長(zhǎng)期處于無(wú)法細(xì)分壓裂的現(xiàn)狀，有利于注采開(kāi)發(fā)井網(wǎng)完善和套損井剩余油的挖潛。

(2) 該工藝管柱結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、安全性高，但由于雙封隔器間連接的油管長(zhǎng)度固定，對(duì)于單井改造各層段厚度差異大無(wú)法共用同一卡距時(shí)，需要更換管柱調(diào)整封隔器間卡距，有待進(jìn)一步完善。

(3)該工藝不僅適用于修復(fù)套損井精細(xì)壓裂，也適用于?100～124 mm小尺寸套管井分層壓裂，發(fā)展配套連續(xù)油管作業(yè)設(shè)備，可進(jìn)一步提高施工效率。